К выбору технологии выработки электроэнергии в малой энергетике
Главный инженер ООО «Промпривод», к.т.н., доцент – Спагар И. Н.
Сегодня для потребителя важным является выбор типа энергоисточника. Это может быть: газовая турбогенераторная установка (ГТУ); паровая турбогенераторная установка (ПТУ); комбинированная (парогазовая установка (ПГУ); когенерационная газопоршневая установка (КГПУ).
В Республике Беларусь около 85 % отпускаемого тепла ГПО «Белэнерго» приходится на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), тепловая нагрузка которых состоит из технологической (пар на производство) и теплофикационной (отопление и горячее водоснабжение). Пар отпускается из технологических и теплофикационных отборов паровых турбин, вырабатывая при этом попутно электрическую энергию (комбинированная выработка). Удельный расход условного топлива (по физическому методу) на ТЭЦ по отпуску электроэнергии, в отличии от конденсационных электрических станций (КЭС), значительно ниже и составляет порядка 200 г.у.т./кВтч, против 312 г.у.т./кВтч на КЭС (Лукомльская ГРЭС). Учитывая, что годовая выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет чуть больше 10 млрд. кВтч (30,6% от всей выработки электроэнергии), экономия от комбинированной выработки электроэнергии составляет более 1,12 млн. т.у.т.
Данный пример наглядно подчеркивает преимущества комбинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ) по сравнению с раздельным методом (выработка электроэнергии на КЭС и отпуск тепла на котельных). Для большинства потребителей энергии данный факт комбинированной выработки не подвергается сомнению. Вопрос стоит в выборе типа когенерационного энергоисточника, так как сегодня потребителю предлагают различные, когенерационные источники энергии: газовая турбогенераторная установка (ГТУ); паровая турбогенераторная установка (ПТУ); комбинированная (парогазовая установка (ПГУ); когенерационная газопоршневая установка (КГПУ).
С началом экономического кризиса 90-х годов в республике активно начали строиться мини-ТЭЦ на основе паровых турбин, которые обеспечивали предприятие не только теплом, но и электроэнергией. Тепло (пар), являющееся элементом технологического цикла, сжатый воздух, попутный газ, опилки и обрезки древесины, являющиеся отходами производства, все это становилось источниками дешевой электроэнергии. В целом для Республики такой комбинированный цикл немного сократил дефицит электроэнергии, особенно в часы пик.
В данной статье попробуем сравнить различные источники комбинированной электроэнергии с целью помочь потребителю самому определиться в выборе энергоисточника.
Газотурбинные и парогазовые технологии.
Газотурбинная (ГТ) ТЭЦ состоит из нескольких основных элементов: газовая турбина; генератор; котел утилизатор; блок управления; воздухоочистительное устройство; система охлаждения генератора; система охлаждения ГТУ; блок газовых фильтров; маслоблок; выхлопной тракт.
Газовая турбина преобразует энергию топлива газа в механическую энергию вращения вала и в потенциальную тепловую энергию горячих газов. Электрический к.п.д. при этом составляет от 25% до 38% в зависимости от мощности турбины и производителя. Так как температура выхлопных газов достаточно велика (400-500°С) их используют в котле-утилизаторе для выработки тепла. При этом суммарный кпд достигает 85-90%
.
1. ТГУ;
2. блок управления;
3. воздухоочистительное устройство;
4. система охлаждения генератора;
5. система охлаждения ГТУ;
6. блок газовых фильтров;
7. маслоблок;
8. выхлопной тракт;
9. утилизационный теплообменник.
КПД российских газовых турбин несколько ниже западных и японских ГТУ, однако, из-за того, что они стоят дешевле, на практике, как правило, предпочтение отдается российским производителям. Кроме того, при эксплуатации газотурбинной техники один из главных вопросов – оперативность сервиса. Здесь российские турбины, безусловно, опережают западных производителей.
Еще одним слабым местом у российских ГТУ – ресурс и межремонтный период. Все российские газовые турбины мощностью до 25 МВт создавались на базе авиационных двигателей, соответственно они менее рассчитаны на продолжительную работу, чем западные промышленные газовые турбины. Недостатком газотурбинной технологии является то, что необходимо высокое давление газа. То есть часто есть необходимость в установке дорогостоящего дожимного компрессора.
ГТУ имеют ряд недостатков: высокий удельный расход топлива на выработку электроэнергии (0,320…0,400 кг.у.т./кВтч); относительно высокая цена топлива (природного газа); необходимость постоянного технического обслуживания и короткий срок до капитального ремонта.
Учитывая тот факт, что из существующих источников теплоснабжения доминирует водяной пар, который вырабатывается на существующих паровых промышленно-отопительных котельных, целесообразным является комбинированную выработку электроэнергии и тепла на таких котельных, путем установки ПТУ с противодавленческими турбинами. В котле утилизаторе получить пар пригодный для использования в паровой турбине. Электрический КПД в ПГУ повышается до 50-60%.
Газопоршневая технология
При работе двигателя автомобиля, локомотива, тепло, которое получается в процессе работы, не используется, а выбрасывается в атмосферу. При работе автономной электростанции с использованием ГПУ подход несколько иной. Сгорая, топливо производит основную работу – вращает генератор. При этом КПД электроустановки может достигать до 42%, в зависимости от типа силового агрегата. Вся остальная энергия сгорания топлива - это тепло, которое можно и нужно использовать. При этом общий КПД электростанции по использованию топлива будет порядка 90%. .
В качества топлива для ГПА может использоваться природный газ, попутный газ, смесь газов, биогаз. Это в свою очередь ограничивает возможности использования ГПУ.
Минимально допустимая нагрузка ГПУ без ограничения по времени – 40-50% от номинальной мощности. Дальнейшее снижение нагрузки возможно, но уже с ограничениями по времени. Работа в режиме с нагрузкой ниже 50% номинальной допускается не чаще одного раза в сутки на срок не более 4 часов.
Эксплуатация газо-поршневого двигателя электростанции с 10% нагрузкой в течение 6 часов полностью выводит его из строя.
Количество тепла, или коэффициент теплоутилизации ГПУ, зависит от типа оборудования, режима её работы, конструкции теплоутилизатора. Для ГПУ коэффициент теплоутилизации редко превышает 1,1 - т.е. на 1 кВт полученной электроэнергии можно получить 1,1 кВт тепла.
Следует учитывать важность постоянного сервисного обслуживания двигателей. Например, для энергоагрегата на базе двигателя Jenbacher J320 GS необходимо 20 свечей зажигания. Каждая свеча зажигания ГПУ Jenbacher стоит приблизительно 120 евро (без учета стоимости проведения сервисных работ). Потребителям следует учесть величину интервалов между заменами свечей. Для силовых агрегатов Jenbacher GE 6 серии необходимо 670 литров масла. Анализ качества моторного масла необходимо делать через каждые 150 часов работы поршневого двигателя, замена моторного масла производится по состоянию, как правило, через 750 – 1000 часов работы. К тому же надо иметь ввиду, что в процессе работы газопоршневого двигателя происходит угар масла, от 0,3 до 0,5 грамм на 1 кВт/ч произведенной электроэнергии. Стоит моторное масло от 1,8 до 3,2 евро за литр.
Конечная стоимость электростанции с ГПУ зависит от единичной мощности силовых агрегатов и компании изготовителя. Как пример, газопоршневая электростанция Wartsila стоит ~ 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года.
Срок выполнения капитального ремонта для газопоршневых машин - от 40 до 60 тыс. часов. Реально эти цифры могут очень сильно отличаться от заявленных, как в меньшую, так и в большую сторону. Примеры: являясь одной из самых надежных, газопоршневая электростанция Jenbacher может потребовать капитального ремонта через 33 тысячи часов наработки. Капитальный ремонт может стоить от 70 до 90%% первоначальной стоимости для газопоршневых электростанций. Сроки осуществления капремонта очень разные. Если речь идет о плановом ремонте газопоршневой установки, то до 1,5 месяцев. Если это ремонт аварийный, то сроки могут увеличиться в разы.
Для эксплуатации и обслуживания газопоршневой электростанции GE Jenbacher мощностью 6 МВт надо порядка 7-8 человек в смену, т.е. в сутки 21-24 человека.
Одним из преимуществ газопоршневых мини ТЭЦ является высокая маневренность к частым пускам и остановам и быстрота набора нагрузки.
Опыт эксплуатации газопоршневых агрегатов в республике показал крайнюю ненадежность двигателей. Постоянные поломки усугубляются тем, что доставка запасных частей из Европы происходит крайне медленно. В результате коэффициент использования оборудования в году не превышает 0,5-0,6. Частые отключения при колебаниях параметров сети.
Противодавленческие паровые турбины
Большое количество тепла сегодня отпускается промышленно-отопительными котельными. Попутно, на этом отпущенном тепле можно вырабатывать порядка 1,2-1,5 миллиарда кВтч дешевой электроэнергии, с себестоимостью в 1,5 раза ниже себестоимости 1 кВтч в среднем по республике.
Для получения (отпуска) 1 Гкал тепла, в зависимости от мощности котельной, потребляется до 80 кВтч электроэнергии из энергосистемы. При этом оборудование котельных (паровые котлы) имеет номинальные параметры пара: давление 1,3 МПа и температура 191 оС, а давление пара, отпускаемого на технологические нужды, составляет от 0,15 до 0,6 МПа.
На практике же котлы эксплуатируются либо при давлениях задаваемых потребителями технологии, что является неэкономичной за счет снижения к.п.д. (нетто) котла и увеличенному расходу электроэнергии на привод механизмов собственных нужд (до 30%), либо происходит дросселирование пара до требуемых параметров. При этом безвозмездно теряется потенциальная энергия пара.
Повысить эффективность промышленно-отопительных котельных можно путем установки паровых противодавленческих турбин, которые смогут отпускать пар требуемых параметров и попутно вырабатывать электроэнергию (мини-ТЭЦ).
При этом, в отличии от других когенерационных энергоустановок мини-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами имеют ряд преимуществ.
Во-первых, паровые противодавленческие турбины можно эффективно использовать уже в существующих котельных, переводя их в режим мини-ТЭЦ. Для этого параллельно редукционному устройству устанавливается энергогенерирующий комплекс с паровой противодавленческой турбиной. Пар, идущий на технологический процесс или отопление, направляется через турбину, а работа, совершаемая в ней паром, используется для привода электрического генератора, насоса, вентилятора или других устройств. Такой способ применения позволяет значительно снизить затраты электроэнергии на привод устройств и повысить КПД использования пара.
Т-турбина;
Г-генератор;
ПЗ, ПЗ1,ПЗ3 – паровая задвижка;
ЭПЗ – электрофицированная паровая задвижка;
СК – стопорный клапан;
РК – регулирующий клапан;
ОК – обратный клапан;
ЭОУ – эжектор отсоса уплотнений;
КШ – кран шаровой;
ПСВ – подогреватель сетевой воды.
Во- вторых, большой ресурс работы паровых турбин. Для паровых турбин малой мощности, работающих обычно на средних и низких параметрах пара, 4 МПа и менее, он составляет 260000 - 340000 часов . Кроме того, движущиеся части паровых турбин работают в менее агрессивной среде, в отличие от газовых турбин и ДВС, а это повышает их надежность и снижает издержки технического обслуживания. Паровой котел, работающий совместно с турбиной, может иметь топку на различных видах топлива: газе, мазуте, угле, древесине, торфе и т. д. Это, в свою очередь, позволяет создавать станции, использующие местные виды топлив, что дает дополнительные выгоды от снижения затрат на его транспортировку.
1– Паровая турбина до 4 МПА;
2 – Паровая турбина 13 МПа;
3 – Газовая турбина до 750 оС;
4 – Газовая турбина до 900 оС;
5 – Двигатель внутреннего сгорания (ДВС) зарубежного производства;
6 – ДВС производства РФ 1000 об/мин.;
7 – ДВС производства РФ 1500 об/мин.
Высокая надежность и простота в эксплуатации в сочетании с современным уровнем развития информационных технологий позволяют создать на базе паровых турбин автоматизированные энергетические установки. В работе таких комплексов человек практически не принимает участия, тем самым повышается надежность работы, т. к. исключается «человеческий фактор», сводятся к минимуму возможности совершения шибки и эксплуатационные затраты.
Эффективность различных типов энергоисточников
Для удобства сравнения различных вариантов энергоисточников, приведем их к равным условиям и выполним технико-экономическую оценку. В расчетах к каждой установке подводится 1 нм3 природного газа - 8100 ккал, что эквивалентно 9,41 кВт.
Технические характеристики энергоустановок представлены в таблице 1.
Таблица 1.
| № | Наименование | Единица измерения | ГТУ | ГПУ | ТГУ |
| 1. | Тип оборудования | Газовая микротурбина MTI 250 (Ingersoll Rand Industrial Technologies, США | Двигатель внутреннего сгорания - J208GS (Jenbacher, Германия) | Паровой котел ДКР-6,5-13 и паровая турбина Р-0,25-1,3/0,15 | |
| 2. | Установленная мощность: | ||||
| - электрическая | кВТ | 250 | 250 | 250 | |
| - тепловая | Гкал | 0,315 | 0,254 | 4,0 | |
| 3. | КПД использования топлива | 80 | 81 | 89 | |
| - электрический | % | 30 | 39 | 26 | |
| - тепловой | % | 50 | 42 | 63 | |
| 4. | Регулировочный диапазон | % | 0-100 | 50-100 | 0-100 |
| 5. | Расчетный ресурс до капитального ремонта | тыс. час | 60-80 | 40-60 | 100-120 |
| 6. | Используемый вид топлива | - | природный и сжиженный газ, биогаз | природный и сжиженный газ, биогаз | природный газ, мазут, местные виды топлива (торф, щепа и др.) |
| 7. | Полная мощность, полученная при сжигании 1нм3 природного газа, в том числе: | кВТ | 7,53 | 7,62 | 8,37 |
| - электрическая | 2,82 | 3,67 | 2,43 | ||
| - тепловая | 4,71 | 3,95 | 5,94 | ||
| 8. | Удельные капиталовлажения | евро/кВТ | 2000 | 1300 | 1000 |
| 9. | Стоимость капитального ремонта от первоначальной стоимости | % | 40-80 | 70-90 | 20-40 |
Выводы и заключения
Ввод новых генерирующих мощностей для республики, безусловно, актуален и необходим. Однако присмотревшись более внимательно, можно увидеть, что практически 90% ввода генерирующих мощностей приходится на газопоршневые агрегаты (ГПА). На наш взгляд, это является стратегической ошибкой, которая в недалеком будущем может привести к серьезным проблемам в энергосистеме.
Во-первых, как отмечалось выше, срок службы ГПА до капитального ремонта составляет 40 000-60 000 часов (4-6 лет). Стоимость капитального ремонта ГПА составляет от 70% до 90% от первоначальной стоимости. Это значит, что через пять шесть лет мини-ТЭЦ с ГПА начнут выходить в капитальный ремонт. Понадобится изыскать сотни тысяч евро для ремонтной компании ГПА, которые начнут выводиться в капитальный ремонт.
Во-вторых, экономия топлива, которая сегодня показывается на бумаге в различных отчетах и докладах, никаким образом практически не подтверждается на практике. Затраты топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла на блок-станциях не ведутся. Организации, которые сегодня эксплуатируют ГПА, умышленно или нет, не показывают реальную себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Многие организации не имеют даже методик расчета экономики себестоимости электроэнергии. Весь эффект, который заключается от внедрения ГПА, на предприятии сводится к разнице покупной электроэнергии из энергосистемы и собственной выработки. В реальности, удельный расход топлива на ГПА составляет 308г.у.т./кВтч (к.п.д. по выработке электроэнергии 40%), против 180-200 г.у.т./кВтч на ТЭЦ с противодавленческими турбинами. На каждом 1кВтч, выработанном на ГПА происходит перерасход топлива порядка 100-120 г.у.т./кВтч.
В-третьих, удельные капиталовложения 1 кВт установленной мощности в блок-станции с ГПА составляют порядка 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года. В сравнение, удельные капиталовложениями в мини-ТЭЦ с паровыми турбинами составляют 800 – 900 долларов США («под ключ»). Срок сдачи в эксплуатацию – 1,0-1,3 года.
Анализируя выше сказанное, можно сделать вывод, что строительство блок-станций с ГПА – это экономическая бомба замедленного действия.
В мировой практике, установленная мощность ГПА не превышает 1% от мощности энергосистемы. ГПА в основном применяются в труднодоступных районах, там, где экономически нецелесообразно строить ТЭЦ или мини-ТЭЦ.
Как уже отмечалось выше, стоимость перевода котельной в мини-ТЭЦ значительно дешевле, чем строительство блок-станций с ГПА. Годовые эксплуатационные издержки паровой турбины значительно меньше годовых издержек ГПА. На мой взгляд строительство мини ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами – вот реальный путь, по которому нужно идти, возобновляя генерирующие мощности энергосистемы и создавая малую энергетику.
Во-первых, неконтролируемая выдача невостребованной мощности мини-ТЭЦ (блок-станциями) в энергосистему в ночные часы суток, приводящая к вынужденной разгрузке генерирующего оборудования ТЭЦ и КЭС. В указанные периоды суток более экономичное оборудование энергосистемы подвергается вынужденной разгрузке, в том числе и на тепловых электрических станциях. Уже сегодня, перерасход топлива по энергосистеме при замещении собственной выработки покупкой электроэнергии от блок-станций (20-50 МВт) с использованием природного газа составляет от 0,3 до 1,2 г/кВгч, в зависимости от режимов работы оборудования. С учетом изложенного, перерасход затрат энергосистемы за счет замещения собственной выработки электроэнергии покупкой электроэнергии от блок-станций достигает свыше 20 млрд. рублей в год, в зависимости от режимов работы. К 2011 году согласно выданным техническим условиям на подключение блок-станций к энергосистеме их мощность может составить 500 МВт, тогда перерасход затрат энергосистемы может достигнуть до 200 млрд. рублей ежегодно.
Во-вторых, как отмечалось выше, срок службы ГПА до капитального ремонта составляет 40 000-60 000 часов (4-6 лет). Стоимость капитального ремонта ГПА составляет от 70% до 90% от первоначальной стоимости . Это значит, что через пять шесть лет мини-ТЭЦ с ГПА начнут выходить в капитальный ремонт. Понадобится изыскать около 100 млн. евро для ремонтной компании ГПА, которые начнут выводиться в капитальный ремонт.
В-третьих, экономия топлива, которая сегодня показывается на бумаге в различных отчетах и докладах, никаким образом практически не подтверждается на практике. Затраты топлива на выработку электроэнергии и отпуск тепла на блок-станциях не ведутся. Организации, которые сегодня эксплуатируют ГПА, умышленно или нет, не показывают реальную себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Многие организации не имеют даже методик расчета экономики себестоимости электроэнергии. Весь эффект, который заключается от внедрения ГПА, на предприятии сводится к разнице покупной электроэнергии из энергосистемы и собственной выработки. В реальности, удельный расход топлива на ГПА составляет 308г.у.т./кВтч (к.п.д. по выработке электроэнергии 40%), против 275 г.у.т./кВтч в среднем по энергосистеме. На каждом 1кВтч, выработанном на ГПА, в рамках народного хозяйства, происходит перерасход топлива порядка 33 г.у.т./кВтч. При доведении установленной мощности блок-станций до 500 МВт (̴ 5% от установленной мощности энергосистемы) перерасход топлива составит порядка 53 000 т.у.т. Убытки составят порядка 31 млрд. рублей.
В-четвертых, удельные капиталовложения 1 кВт установленной мощности в блок-станции с ГПА составляют порядка 1100-1300 евро за 1 кВт («под ключ»). Сроки сдачи в эксплуатацию подобной электростанции 1,5-2 года. В сравнение, удельные капиталовложениями в мини-ТЭЦ с паровыми турбинами составляют 700 – 800 евро («под ключ»). Срок сдачи в эксплуатацию – 1,0-1,3 года. При установленной мощности блок-станций 500 МВт переплата в генерирующее оборудования составит от 200 до 250 млн. евро.
Анализируя выше сказанное, можно сделать вывод, что строительство блок-станций с ГПА – это экономическая бомба замедленного действия.
В мировой практике, установленная мощность ГПА не превышает 1% от мощности энергосистемы. ГПА в основном применяются в труднодоступных районах, там, где экономически нецелесообразно строить ТЭЦ или мини-ТЭЦ. В Республике Беларусь к 2011 году мощность блок-станций с ГПА может достигнуть 5% от мощности энергосистемы. При этом нужно понимать, что топливом в ГПА является природный газ, который закупается за валюту в России.
Одновременно, Республиканской программой предусмотрено довести потребление местных видов топлива до 25-30%. Возникает вопрос, каким образом возможно выполнить два взаимно противоположные решения. Увеличить генерирующие мощности блок-станций, работающих на природном газе и одновременно увеличить использование местных видов топлива. Ответ напрашивается сам собой. Строительство новых (перевод существующих) паровых котельных в мини-ТЭЦ с противодавленческими паровыми турбинами.
Как уже отмечалось выше, стоимость перевода котельной в мини-ТЭЦ значительно дешевле, чем строительство блок-станций с ГПА. Годовые эксплуатационные издержки паровой турбины значительно меньше годовых издержек ГПА. На наш взгляд строительство мини ТЭЦ, ПГУ-ТЭЦ с паровыми противодавленческими турбинами – вот реальный путь, по которому нужно идти, возобновляя генерирующие мощности энергосистемы и создавая малую энергетику.